今年上半年，面對國際油價頻繁震蕩波動，中國石油多舉措增產保供。

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《中國經營報》記者從中國石油方面獲悉，上半年，中國石油立足國內，加大油氣資源勘探開發和增儲上產力度，生產形勢穩中向好，進一步鞏固提升了供給主體地位。中國石油油氣兩大產業鏈保持平穩高效運行，主要生產指標全面增長，油氣產量、原油加工量、成品油銷量等創歷史同期最好水平，充分發揮了能源保供“頂梁柱”作用。

近年來，科技創新對我國油氣資源勘探開發的深入發展提供了有力支撐。中國石油瞄準高質量科技供給，聚焦建設能源與化工創新高地和原創技術策源地，集中優勢力量在石油天然氣關鍵核心技術上全力攻堅，持續加大油氣勘探開發力度，為國家能源安全提供了堅強保障。

多維度增厚油氣儲備

7月11日，中央全面深化改革委員會（以下簡稱“中央深改委”）第二次會議審議通過了《關于進一步深化石油天然氣市場體系改革提升國家油氣安全保障能力的實施意見》。

中央深改委會議強調，要圍繞提升國家油氣安全保障能力的目標，針對油氣體制存在的突出問題，積極穩妥推進油氣行業上、中、下游體制機制改革，確保穩定可靠供應。

記者了解到，今年以來，中國石油深井鉆井整體水平逐步提升。今年2月，西南油氣田蓬萊氣區的蓬深6井順利完鉆并成功固井，井深最深達9026米，刷新亞洲最深直井紀錄；3月，亞洲最深水平井——塔克拉瑪干沙漠腹地富滿油田果勒3C井順利完鉆，以9396米井深刷新了亞洲最深水平井紀錄；5月，深地塔科1井在塔里木盆地開鉆；7月，深地川科1井在四川盆地開鉆。深地川科1井和深地塔科1井聚焦的油氣成藏與富集機理，在國際上屬于前瞻性和引領性研究。

在常規天然氣勘探方面，塔里木油田在攻克超深超高壓天然氣勘探開發配套技術的基礎上，用技術創新提質增效，取得了良好效果。上半年，其實施技術應用投產措施井167井次，超計劃29井次，措施增氣超計劃1.57億立方米。

非常規油氣勘探方面，中國石油大港油田歷經多年基礎研究攻關，解決了斷陷盆地頁巖油富集層優選評價、壓裂提產等關鍵技術難題，取得了頁巖油富集理論與評價技術的原創性突破。青海油田依靠技術創新攻關，逐步攻克柴達木盆地油氣勘探難題。

截至目前，中國石油青海油田英雄嶺頁巖油、柴西北區塊勘探實現提速提效。煤層氣公司深入推進鄂爾多斯盆地東緣大吉區塊深層煤層氣氣藏精細描述工作，加快深層煤層氣高效開發工藝技術研究。今年4月，煤層氣公司深層煤層氣高效開發示范區被納入國家級及青海省重點工程清單，進一步引領國內深層煤層氣產業的快速發展。

在持續新區域勘探開發取得進展的同時，中國石油各油田全力推進老區“壓艙石工程”。其中，提高采收率是老油田效益開發的關鍵。

大慶油田創建的一類油層聚驅后聚表劑高效驅油關鍵技術，在剩余油定量表征、經濟高效驅油、精準動態調控方面達到了國際領先水平。

目前，創新成果已在大慶油田3個區塊開展礦場試驗，階段增油35.48萬噸，取得直接經濟效益1.3億元，預計“十四五”時期在油田兩個區塊推廣應用，為油田聚驅后上產80萬噸提供技術支撐。

長慶油田則聚焦“延長穩產期和提高采收率”兩大目標，深入推進氣藏精細管理。

長慶油田結合已開展的提高采收率開發試驗和科技項目，分別在靖邊氣田、榆林氣田、蘇里格氣田優選3項老氣田“壓艙石”工程穩產示范項目。其中，靖邊氣田針對氣田開發矛盾，結合開發實踐和科研攻關，深化下古氣藏認識，重構了以“平面擴邊、縱向擴層、氣藏調控、氣井挖潛、地面優化”為主體的五大穩產技術對策，持續夯實老氣田穩產基礎。

遼河油田松南老區效益開發科技工程推進“兩率”工程，優化三類效益建產模式，推廣大井叢建產模式，測算內部收益率達6.5%；難采儲量效益動用，部署評價井18口，完鉆9口，獲得良好油氣顯示。

此外，新疆油田老區新建原油產能達71.67萬噸，老油藏潛力得到進一步釋放。大港油田大力實施“壓艙石”示范、效益建產、老井穩產等奪油上產“十大工程”，堅持“一藏一策”，壓實穩產上產基本盤。

華北油田則通過井網細分重組、精細水驅調整等措施，實現老油田產量穩中有升，不斷夯實產量和效益基礎。

數字化提升管理效率

油氣行業與數字信息技術相結合是實現高質量發展的必由之路。

中國石油已明確到“十四五”末初步建成“數字中國石油”的數字化轉型目標。旗下各企業以智慧油田建設為契機，不斷加強數字化技術的部署應用，持續提升企業技術創新能力。

近年來，大慶油田積極推動“數字油田、智能油田、智慧油田”三步走發展戰略，油田生產管理從“地下”躍上“云端”。

大慶油田把數據作為關鍵生產要素，為生產注入實用好用的“數字基因”，為油田發展賦能增效。目前，大慶油田累計完成5.84萬口油水井的數字化改造，大型站場數字化建設覆蓋率達90%以上，成為中國石油首批數智化轉型試點示范單位。

新疆油田推動信息技術與油田業務深度融合，進一步實現油田生產管理智能化。目前，新疆油田3萬多口油水井、3000多個注采計量站實現數據自動采集、作業遠程控制、故障按需巡檢。

吉林油田生產指揮中心平臺完成項目融合互通16套系統數據，具備生產經營數據統計分析、報警預警、追蹤工作落實狀況及實時調度生產計劃等功能，目前已進入試運行階段。

智慧川南“數字頁巖氣”建設取得顯著進展，EISC信息化平臺已完成鉆完井工程生產技術管理和壓裂實時監控與遠程支持等子系統的主體部分開發，數字化交付管理系統已經初步具備為地面工程建設提供數字化項目管理能力。其扶余中心處理站各系統都已接入統一平臺上線應用，全新的管理模式已經成為油田公司場站建設標桿。為加快油氣生產物聯網建設，上半年已完成新民、新木、英臺采油廠和松原采氣廠站場物聯網建設，初步實現大型場站集中監控、中型場站無人值守改造。

華北油田已在8個油氣生產單位推廣油氣生產物聯網，共計實施油氣水井1萬余口、油水閥組間377座，聯合站、轉油站128座，整體覆蓋率達91.23%。其中，采油四廠別古莊作業區是最早完成物聯網建設的作業區，目前作業區油水井、轉油站和注水站具有自動控制、實時監控、提前預警、及時處置等功能，生產能力得到提升，日產油達180噸。

華北油田優選采油一廠任一聯合站、采油三廠王四聯合站、蘇橋儲氣庫作為生產管控智能化示范區，建設“智能油水井、智能站庫、智能調控中心”三個智能化工作場景，推動數字技術與能源產業深度融合，讓油氣田生產管理從“地下”走向“云端”。

新能源為增儲上產賦能

近年來，中國石油旗下各企業積極探索新能源、清潔能源的開發利用，如太陽能、風能、儲能和地熱能等，實現能源結構的優化。

遼河油田自主研制并成功試驗30千瓦單井電熱熔鹽儲熱裝置，實現了電熱熔鹽儲熱技術在國內油田首次應用，創新形成熱風循環換熱工藝，采用谷時電儲熱、全天連續放熱模式，使采出液溫度由26攝氏度加熱至50攝氏度外輸；在冷家油田作業一區5號站投產成功，綜合熱效率達91.2%，年可節省天然氣2.7萬立方米、減排二氧化碳58.4噸。

同時，遼河油田還升級完善了復雜斷塊地熱田開發利用技術，創新形成復雜斷塊熱儲精細描述、低孔低滲熱儲改造、中深層地熱工程優化設計3項關鍵技術，支撐歡三聯地熱站取灌平衡，井口溫度達到62至76.9攝氏度，地熱水同層回灌達100%，實現了中深層地熱資源的有效利用。首次揭示碳驅油“見氣增油”規律認識，形成了二氧化碳高壓注入等5項高效注采工藝技術，已轉驅21個井組，階段注碳4.8萬噸，階段增油0.6萬噸。

吉林油田積極開展新能源融合發展科技工程。油田完善地熱資源序列，形成風電直連電加熱、伴生氣回收、融合用能等技術；初步形成風光氣電、干熱巖資源評價開發、風光氣儲氫集成、多能互補智慧管控、碳資產開發等技術，為外供綠能提供技術措施。

新能源業務也是華北油田轉型發展的主攻方向。近年來，華北油田強化新能源技術攻關，設立集團公司和油田公司科研項目19項，新能源技術體系初步形成。在地熱業務上，探索形成優勢熱儲識別技術、開發方案優化技術等特色技術，特別是“取熱不取水、同層回灌”、低耗能開采等技術優勢成為制勝的攻堅利器。如今，已建成任丘、霸州、蠡縣等清潔供暖項目，打造了清潔能源品牌，同時也為開發京津冀地熱市場打下了基礎，今年已累計開拓地熱市場978萬平方米。

通過科技攻關，華北油田則構建了以“源網荷儲，直柔配電”為核心的“分布式新能源微網+互聯網”新能源管理模式。在采油四廠生產服務保障中心，曹31站等10余個分布式智能微電網的電壓、電流、發電量等數據，準確傳輸至綜合能源調控系統。該廠新能源發展部主任黃文濤介紹，項目完成后，該廠將有16兆瓦光伏接入分布式智能電網，預計年可生產綠電1920萬千瓦時，折合標煤5865噸，減少二氧化碳排放1.7萬噸。

（文章來源：中國經營網）